主变规程9篇

有哪些

在电力系统中，主变压器是关键设备之一，它的运行规程主要包括以下几个方面：

1. 安装与验收：确保主变安装位置符合电气和机械设计要求，完成全面的验收程序，包括电气性能测试和机械稳定性检查。

2. 运行监控：持续监测主变的电压、电流、温度等参数，确保其在正常范围内。

3. 维护保养：定期进行油样分析、绝缘电阻测量、冷却系统检查等，及时处理潜在问题。

4. 故障处理：制定详细的应急预案，对突发故障能迅速响应，实施有效的故障隔离和修复措施。

5. 安全规定：严格执行操作规程，防止人身伤害和设备损坏，如佩戴防护装备，遵守停送电程序等。

标准

主变规程的标准主要依据国家电网公司发布的《电力变压器运行规程》（dl/t 572-2010）和相关行业的技术标准：

1. 设备状态评价：参照gb/t 17623-2018《电力设备预防性试验规程》，定期评估主变的健康状况。

2. 运行限值：遵循dl/t 572-2010中的规定，限制主变的负荷、电压和温度等运行参数。

3. 检修周期：根据设备制造商的建议和运行情况，确定合理的检修周期和维护计划。

4. 应急响应：参照gb/t 25506-2010《电力企业应急预案编制导则》，建立主变故障应急响应机制。

是什么意思

主变压器运行规程的实质是确保设备安全、稳定、高效运行的一系列规章制度。它不仅规定了主变从安装到退役的全过程管理，还强调了预防性维护和故障处理的重要性。规程的意义在于：

1. 防止事故：通过严格的运行监控和维护保养，预防设备故障，降低停电风险。

2. 保障供电：确保主变在额定条件下运行，保证电网的稳定供电。

3. 延长寿命：科学的运行和维护策略，可以延长主变的使用寿命，节省设备投资。

4. 提高效率：合理调度和使用主变，可以提高整个电力系统的运行效率。

5. 保护环境：遵循规程，减少因设备故障导致的环境污染。

主变规程是电力企业安全、经济运行的重要保障，需要全体员工严格遵守和执行。在日常工作中，企业管理者应监督规程的执行，不断优化和完善，以适应电力行业的发展和技术的进步。

主变规程范文

第1篇 主变压器的有载调压开关操作规程

6.1 110kv主变使用的zy－i－iii300/110－±8有载调压分接开关是镶入型的，具有单独油箱和小油枕的开关。

6.2 有载分接开关的油温不得高于100℃，不低于-25℃。触头中各单触头的接触电阻不大于500μω。

6.3 检修后及新安装的有载调压开关投入使用前，必须进行下述程序进行操作试验检查。

6.3.1 投入使用前必须熟悉使用说明书的各项要求，先手动操作后电动操作。

6.3.2 操作试验：在电动机控制回路施加电压之前，检查供给电源的额定值是否与所要求的数值一致。检查电动机的电源相序是否正确，若电源相序错，则断路器跳闸后再扣不上，或者断路器再扣后机构退回原始位置。

6.3.3 逐级操作的检查：按动按钮s1(1→m级)或s2(n→1级)，保持按钮在操作位置直至电动机停止，电动机构应只进行一次分接变换操作，且电动机应是自动断开。

6.3.4 做机械限位装置操作试验和电气限位开关操作试验

6.4 有载分接开关的操作，允许当值人员在变压器85％额定电流（用该档位的一次电流计算）下进行分接变换操作，超过额定电流的85％调压时，需经车间技术人员同意。

6.5 有载分接开关每进行一次调压操作一个档位的变换操作完毕，须间隔一分钟方可进行第二次的调压操作。

6.6 当调压过程中发生滑档等异常情况时，按黑色紧急停止按钮，必要时可打开控制箱门，断开电源空气开关。

6.7 调压操作须使母线电压保持在5.9―6.2kv之间。

6.8 调压开关应避免调到极限位置，即最高档或最低档位置，每次调压操作均应作记录，并实地检查档位是否一致，如发现档位不一致或调压拒动应立即停止操作，并断开调压装置电源，然后进行检查处理。

6.9 由于有载调压开关的油与变压器本体的油是分隔开的，所以有载调压开关装有反映自身内部故障的瓦斯保护， 跳开主变两侧断路器。

6.10瓦斯继电器动作后，需进行瓦斯气体分析，在变压器不带电的情况下打开变压器顶部继电器的顶盖，复归继电器。复归时可通过继电器侧面小窗口看到内部红色掉牌标记复位。

6.11 两台有载调压主变需并列运行时，应使两台主变分接开关的档位一致。

第2篇 rs-978微机主变保护投运试验规程

1. 保护装置整定值(含控制字的设置)与软件版本校核:

1.1. 检查各保护的程序版本号及校验码并做好记录。

1.2. 核对保护装置整定值与整定通知单应一致。

1.3. 核对变压器容量、变压器各侧额定电压、各侧零序ta变比与变压器接线方式，并检查各参数与系统参数中的整定值是否对应一致。

1.4. 核对变压器差动保护各侧ta变比与定值通知单应一致。装置的系统参数定值整定必须放在保护定值之前整定，否则会报该区定值无效。

1.5. 检查远方修改定值处于闭锁状态。

2. 变压器差动保护检验

本项试验以变压器为y0/y0/△-11型自耦变为例作说明，其它不同型号的变压器应作相应的调整。

2.1. 二次接线的要求

2.1.1. 各侧ta二次接线方式必须为星形接线。

2.1.2. 对接入差动保护的各侧ta的二次极性规定为:在变压器内部故障时各侧一次电流流进变压器的条件下，ta二次电流以流出端为引出端，流入端为公共端(n相)。

2.2. 差流及平衡系数的计算方法

本变压器差动保护，对于y0侧接地系统，装置采用y0侧零序电流补偿，δ侧电流相位校正的方法实现差动保护电流平衡，差流是由三角形侧向星形侧归算的，三相的差流表达式如下:

式中 为计算差流;

为高压侧三相与零序电流;

为中压侧三相与零序电流;

为低压侧三相电流;

为高、中、低三侧的平衡系数。

平衡系数的计算方法如下:

式中

为变压器计算侧二次额定电流;

为变压器各侧二次额定电流值中最小值;

为变压器各侧二次额定电流值中最大值。

注意平衡系数应该在0.25到4之间，以保证差动保护的测量精度，如不满足要求应向整定部门汇报，请制造厂解决。

表1中列出了一个实际变压器的整定与计算数据，试验时应按此表的格式填写相应的数据。

表1 变压器的整定与计算数据

项目 高压侧(i侧) 中压侧(ii侧) 低压侧(iii侧)

变压器全容量180mva

电压等级220kv 115kv 35kv

接线方式 y0 y0 δ-11

各侧ta变比1200a/5a 1250a/5a 3000a/5a

变压器一次额定电流i1e 472a 904a 2969a

_变压器二次额定电流i2e 1.96a 3.61a 4.95a

__各侧平衡系数2.525 1.371 1

将上表的内容与定值核对，其中_、__所指的内容与装置中“保护状态”中的“差动计算定值”项进行核对，应一致。

2.3. 差动平衡性试验

变压器差动保护的平衡性试验可以按照如下几种试验方法接线，所有的电流必须从端子排加入，其中i、ii、iii侧分别表示高、中、低压侧。

2.3.1. 用三相保护试验仪的试验方法如下:

2.3.1.1. 利用i、ii侧(y0侧)的ab相做检验:电流从a相极性端进入，从a非极性端流出后进入b相非极性端，由b相极性端流回试验装置，i、ii侧加入的电流相角为180°，大小为 ( 为电流的标么值，其基准值为对应侧的额定电流)，检查装置差流，在 分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安，否则应查明原因。在bc、ca相中应重复进行上述试验。

例如 取1，通入i侧的三相电流分别为1×1.96a(i侧的额定电流)=1.96a，则通入ii侧的三相电流分别为1×3.61a(ii侧的额定电流)=3.61a，此时装置的差流一般应不大于50毫安(以下试验方法与此相同)。

2.3.1.2. 利用在i、iii做检验: i侧电流从a相极性端进入，流出后进入b相非极性端，由b相极性端流回试验仪器，iii侧电流从a相极性端进入，由a相非极性端流回试验仪器，i、iii加入的电流相相角为180°，i侧大小为 ，iii侧大小为 ，检查装置差流，在 分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安，否则应查明原因。在i侧bc相iii侧b相、i侧ca相iii侧c相中应重复进行上述试验。

2.3.2. 在保护试验仪可以同时提供6路电流时的试验方法如下:

2.3.2.1. 利用i、ii侧做检验，i侧、ii侧三相以正极性接入，i、ii对应相的电流相角为180°，分别在i、ii侧加入电流 (标么值， 倍额定电流，其基值为对应侧的额定电流)，检查装置差流，在 分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安，否则应查明原因。

2.3.2.2. 利用i、iii侧做检验，i侧、iii侧三相以正极性接入，i侧的电流应超前iii侧的对应相电流150°(因为是y0/y0/δ-11变压器)，各在i、iii分别加入电流 ，检查装置差流，在 分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安，否则应查明原因。

2.4. 比率制动特性曲线检验

典型的比率制动特性曲线如图1所示，做出比率制动特性曲线可以按照如下两种试验方法进行，新投的试验必须按照方法一进行试验，其它试验可以按照方法二进行试验。

方法一:假设差动起动电流定值为0.8(标么值);比率制动系数:0.5。试验在任意两侧进行。

例如:在高、中压两侧进行试验时，高、中压侧电流标么值分别为i1、i2，且要求i1>i2，标么值应转换为有名值后加入保护。此时比率差动的动作方程为:

式中ir为制动电流;id为差动电流。

将i1、i2代入，上式转化为:

检验时，根据所要校验的曲线段选择式(1)、(2)、(3)，首先给定i2，由此计算出i1，再验算i1、i2的关系是否满足约束条件。在每段折线上至少做三点，数据填入表2，并画出特性曲线应满足整定要求。

表2 变压器比率差动试验方法一

i侧ie = a，ii侧ie = a，iii侧ie = a

序号 电流i1 电流i2 制动电流标么值(i1+i2)/2 动作门槛标么值 差电流标么值

标么值 有名值 标么值 有名值

计算 实测

1

2

3

4

5

6

方法二:在任意一侧_相加入电流i1，查看装置中“保护状态/保护板状态/计算差电流”项中的“制动_相”(_相表示a相或b相或c相)，这个值的含义如图二所示:

图二:制动_相的含义图(上图中改为0.5i1)

通过记录，0.5i1为制动电流，“制动_相”为动作电流即可描绘出比例差动制动曲线应满足整定要求。

2.5. 谐波制动试验(包括二次与三次谐波制动)

从任一侧的任一相加基波与二次(或三次)谐波的混合电流(一般从中压侧加试验电流)，在定值附近做几个不同二次(或三次)谐波含量的电流，找出谐波制动比例应符合定值要求允许误差不大于整定值的10%，否则应查明原因。

谐波制动比例定义为谐波分量与基波分量之比的百分数。

2.6. 零序比率差动试验

图三:零序比率差动特性曲线

2.6.1. 差流检查:i、ii侧电流从a相极性端进入，相角为180°，大小相同，装置应无零序差流。

2.6.2. 制动特性:零序比率差动的制动特性曲线如图三所示，试验时在i侧加电流i1，ii侧加电流i2，检验过程中要始终保证i1>i2，这样制动电流始终为i1，录取制动特性曲线应与图三相符。

3. 整组试验:

3.1. 模拟差动保护区内单相故障:在差动保护单侧加入故障电流，模拟某侧故障，应瞬时跳开变压器各侧断路器，对断路器的两个跳闸线圈要分别加以验证。

3.2. 模拟差动保护区外故障:按照上述差动平衡性试验的方法，在差动保护的高、中压侧同时加入较大的平衡电流(建议 取5以上)，模拟某相区外故障，保护装置不应动作。

3.3. 各后备保护的正确性检查。

后备保护重点检查的是保护的动作逻辑和跳闸方式，应符合整定要求，跳闸方式举例如下:

3.3.1. 过流保护

以下的复合电压都可分别经控制字确定(投/退)选取高、中、低压侧电压。

3.3.1.1. 检查高压侧复合电压闭锁过流保护应设为两段。

复合电压闭锁方向过流保护:方向指向变压器，定时限跳本侧开关或跳主变各侧开关。

复合电压闭锁过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.1.2. 检查中压侧复合电压闭锁过流保护应设为两段。

复合电压闭锁方向过流保护:方向指向中压侧母线，第一时限跳中压侧母联;第二时限跳本侧开关。

复合电压闭锁过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.1.3. 检查低压侧过流保护应设为三段。

复合电压闭锁过流保护:设两段，其中第一时限跳本侧开关，第二跳主变各侧开关。

定时速切过流保护:跳本侧开关。

3.3.2. 零序保护

3.3.2.1. 高压侧零序过流保护(零序电流取高压母线侧自产零序电流)，设两段。

零序方向过流保护:方向指向变压器，定时限跳本侧开关或主变各侧开关。

零序过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.2. 高压侧零序过压保护和中性点间隙零序过流保护。

零序过压保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

中性点间隙零序过流保护:其零序电流取高压侧中性点间隙零序电流，第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.3. 中压侧零序过流保护(零序电流取中压侧自产零序电流)，设两段。

零序方向过流保护:方向指向中压侧母线，第一时限跳本侧母联(尽可能不用);第二时限跳本侧开关。

零序过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.4. 中压侧零序过压保护和中性点间隙零序过流保护:

零序过压保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

中性点间隙零序过流保护:其零序电流取中压侧中性点间隙零序电流，第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.5. 公共绕组零序过流保护(针对自耦变)。

零序过流保护:定时限跳主变各侧开关。

3.3.3. 过负荷及异常保护

3.3.3.1. 过负荷信号。

检查高、中、低压侧和公共绕组(针对自耦变)过负荷信号的正确性。

3.3.3.2. 起动风冷。

检查高压侧起动风冷回路的正确性。

3.3.3.3. 过载闭锁调压。

检查高侧过载闭锁调压回路的正确性。

3.4. 各非电量保护动作情况检查:

3.4.1. 所有非电量保护都应该从测量元件处(如瓦斯保护应按下瓦斯继电器的试验按钮;压力释放保护应用手拨动压力释放阀的微动开关;温度保护应手动拨动温度指示使温度接点动作等)模拟到保护出口跳闸、发信，检查整个回路的正确性。

3.4.2. 检查瓦斯继电器的引出电缆不允许经过渡端子接入保护柜。

3.4.3. 检查变压器非电气量保护与电气量保护出口跳闸回路必须分开，非电气量保护动作不能启动失灵保护。

3.5. 配合反措应作如下检查:

3.5.1. 检查主变保护动作高压侧断路器失灵，解除母差中的失灵保护出口“复合电压闭锁元件”的动作逻辑。

3.5.2. 检查断路器失灵保护的相电流判别元件在1.5倍整定值时动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。

4. 保护装置带负荷试验:

4.1. 220kv及以上电压等级的变压器首次冲击时应录波，不管差动保护正确与否都应投跳闸，在变压器运行正常正式带负荷之前，再将差动保护退出工作，然后利用负荷电流检查差动回路的正确性，在此过程中瓦斯保护应投跳闸。

4.2. 对于零序差动保护，在变压器第一次空投试验时应将零差保护硬压板断开，由于在变压器空投时，保护装置一般会起动，此时将保护装置故障报告中的零差电流的波形打印出来，若是从高压侧空投，则高压侧三相电流的波形与公共绕组侧三相电流的波形应该反相位。

4.3. 各侧ta极性、tv极性校验:变压器带负荷后，可在保护装置显示屏的主接线画面上显示变压器各侧的功率方向。可通过功率方向并结合变压器实际的运行情况初步判断变压器各侧ta极性、tv极性是否正确。通过管理板相角菜单中的‘各侧电流相位夹角’、‘各侧电压相位夹角’、‘各侧电流与电压相位夹角’来进一步判断各侧电流、电压的极性和相序是否正确。若变压器所带负荷较小，无法通过上述方法来判断，则应增加负荷至ta额定电流的10%以上。

4.4. 差动保护电流平衡检查:

4.4.1. 变压器带负荷后，可在保护装置显示屏的主接线画面上显示变压器的各相差流大小。按照在整定分接头状态下各相差流应不大于实际负荷电流的5%，三相差流之间差别不宜超过±20ma，其它分接头则根据实际情况分析。如不满足要求再进行下述检查:

4.4.2. 通过管理板相角菜单中的‘各侧调整后电流相位夹角’显示差动各侧调整后的电流相位，正常状态下潮流送入端与送出端的调整后电流相位夹角应为180°;若变压器所带负荷较小，无法通过上述方法来判断，则应增加负荷至ta额定电流的10%以上。若不正确则应检查装置中有关差动保护的各项整定值输入是否正确，变压器各侧ta极性是否正确，ta二次回路接触、绝缘是否良好等。

4.5. 对于有旁路断路器代主变断路器的运行方式时，还应检查保护装置在旁代情况下的最大差流值应满足4.4的要求。

4.6. 对新投保护还应该测量电流电压的六角图，与保护显示的幅值、相位应基本一致，否则应查明原因。

第3篇 主变压器有载调压开关操作规程

主变压器的有载调压开关操作规程

6.1110kv主变使用的zy-i-iii300/110-±8有载调压分接开关是镶入型的,具有单独油箱和小油枕的开关。

6.2有载分接开关的油温不得高于100℃,不低于-25℃。触头中各单触头的接触电阻不大于500μω。

6.3检修后及新安装的有载调压开关投入使用前,必须进行下述程序进行操作试验检查。

6.3.1 投入使用前必须熟悉使用说明书的各项要求,先手动操作后电动操作。

6.3.2 操作试验:在电动机控制回路施加电压之前,检查供给电源的额定值是否与所要求的数值一致。检查电动机的电源相序是否正确,若电源相序错,则断路器跳闸后再扣不上,或者断路器再扣后机构退回原始位置。

6.3.3逐级操作的检查:按动按钮s1(1→m级)或s2(n→1级),保持按钮在操作位置直至电动机停止,电动机构应只进行一次分接变换操作,且电动机应是自动断开。

6.3.4 做机械限位装置操作试验和电气限位开关操作试验

6.4有载分接开关的操作,允许当值人员在变压器85%额定电流(用该档位的一次电流计算)下进行分接变换操作,超过额定电流的85%调压时,需经车间技术人员同意。

6.5 有载分接开关每进行一次调压操作一个档位的变换操作完毕,须间隔一分钟方可进行第二次的调压操作。

6.6 当调压过程中发生滑档等异常情况时,按黑色紧急停止按钮,必要时可打开控制箱门,断开电源空气开关。

6.7调压操作须使母线电压保持在5.9—6.2kv之间。

6.8 调压开关应避免调到极限位置,即最高档或最低档位置,每次调压操作均应作记录,并实地检查档位是否一致,如发现档位不一致或调压拒动应立即停止操作,并断开调压装置电源,然后进行检查处理。

6.9由于有载调压开关的油与变压器本体的油是分隔开的,所以有载调压开关装有反映自身内部故障的瓦斯保护, 跳开主变两侧断路器。

6.10瓦斯继电器动作后,需进行瓦斯气体分析,在变压器不带电的情况下打开变压器顶部继电器的顶盖,复归继电器。复归时可通过继电器侧面小窗口看到内部红色掉牌标记复位。

6.11 两台有载调压主变需并列运行时,应使两台主变分接开关的档位一致。

第4篇 主变压器检修规程办法

1主题内容和适用范围

本规程规定了长潭水电厂主变压器检修的内容和项目、技术参数、工艺标准。

本规程适用于长潭水电厂主变压器的检修维护工作。

2 引用标准

《电力变电器检修导则》

《变压器技施说明书》

3 变压器大小修项目及周期

3.1主变压器检查的目的是恢复性的,提高设备的健康水平或使结构更合理完善,确保设备的安全运行。变压器检修项目及要求,应在综合分析下列因素的基础上确定:

a. 电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目;

b. 结构特点和制造情况;

c. 运行中存在的缺陷及其严重程度;

d. 负载状况和绝缘老化情况;

e. 历次电气试验和绝缘油分析结果;

f. 与变压器有关的故障和事故情况;

g. 变压器的重要性。

3.2小修周期与项目

3.2.1一般每年1次

3.2.2附属装置的检修周期:

a. 保护装置和测温装置的校验,应根据有关规程进行;

b. 变压器风扇的解体检修,1-2年进行一次;

c. 净油器中吸附剂的更换,应根据油质化验结果而定;吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换;

d. 自动装置及控制回路的检验,一般每年进行一次;

e. 套管的检修随本体进行,套管的更换应根据试验结果确定。

3.3.2小修项目

a. 处理已发现的缺陷;

b. 检修油位计、调整油位;

c. 检修冷却装置;

d. 检修安全保护装置;

广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施

q/155-1-02.10-2002

e. 检修测温装置;

f. 检查接地系统;

g. 检修全部阀门和塞子,检查全部密封状态,处理渗漏油;

h. 清扫油箱和附件,必要时进行补漆;

i. 清扫外绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽);

j. 按有关规程规定进行测量和试验。

3.3大修周期与项目

3.3.1周期

a. 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次;

b. 在运行时主变压器随出口短路后,经综合论断分析,可考虑提前大修;

c. 运行中的变压器,当发现异常状态或经试验判明有内部故障时,应提前大修;运行正常的变压器经综合论断分析良好,总工程师批准,可适当延长大修周期。

3.3.2大修项目

a. 吊开钟罩检修器身,或吊出器身检修;

b. 绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修;

c. 铁芯,铁芯紧固件、压钉及接地片的检修;

d. 油箱及附件的检修,包括套管、吸湿器等;

e. 冷却器、风扇及管道等附属设备的检修;

f. 安全保护装置的检修;

g. 测温装置的校验;

h. 全部密封胶垫的更换和组件试漏;

i. 必要时对器身绝缘进行干燥处理;

j. 变压器油的处理或换油;

k. 清扫油箱并进行喷涂油漆;

l. 大修的试验和试运行。

4 变压器检修工艺及质量要求

4.1检修前的准备工作

4.1.1检修任务的下达及接受均以检修任务书为准,检修人员接到任务书后,根据提出的缺陷和要求决定检修项目和检修方法。

4.1.2在进行检修前首先准备运输起重拆装工具、滤油设备等,并准备各种记录表格和纸张。

4.1.3检修前的试验。检修前应进行预检,初步确定变压器缺陷:

a. 绝缘油检查是否臭味并作油简化、耐压等试验;

b. 摇测绝缘电阻及吸收比;

c. 测量直流电阻,将结果记入检修任务书内。

4.1.4变压器器身检修前的作业项目

a.清理现场,拆除妨碍施工的母线及某些架构、装设安全围栏,备齐消防及急救防雨防风砂器材,装设检修电源及照明设施;

广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施

q/155-1-02.10-2002

b.工具器材运输及安装;

c.检修前测一次直流电阻、介质损耗值、绝缘电阻及作油样试验;

d. 排油:必要时滤油或准备好合格油;

e. 拆除保护测量、信号等二次回路的连线和接地线;

f. 拆除及检修清扫冷却装置,如风扇电机等;

g. 拆除及检修吸湿器、净油器、继电器、温度计、蝴蝶阀等,并对继电器进行试验;

h. 拆除及检修套管,分接开关操作机构,并对套管进行试验;

i. 确认器身检修的条件具备时,即可拆除油箱的螺栓,检查并证实油箱与器身完全脱离后方可吊出器身,进行器身检修;

j. 如果上述各项中所列某些变压器组件必须进行较长时间的检修时,应在器身检修前的若干天事先拆下检修,如果已确定器身需要干燥时,则可推迟在器身干燥的同时进行。

4.2待修变压器的外部检查

d. 检查套管是否有破裂情况,套管引线螺丝是否完好;

e. 检查油位计是否标示清楚,是否堵塞、损坏情况;

f. 检查呼吸器是否堵塞,防潮剂是否饱和;

g. 检查变压器盖子、油枕、法兰、吊环、油箱焊缝等处是否渗漏油及有无进水痕迹。如渗漏油部位不明显,应将外壳油污初步清抹,涂白灰作油压试验,检查漏油部位;

h. 检查各阀门、防爆管、继电器、散热器等是否完好。

4.3变压器的拆卸和吊芯工作及质量标准

4.3.1变压器拆卸前应将油从放油阀放出一部分,以免吊芯时溢出变压器油。在放油的同时,要注意油标、油枕与油箱是否畅通;

4.3.2起吊工作应平吊、平起,注意观察吊芯螺杆紧固情况,在芯子吊出油面以后,要停留10-15min,使芯子上的油淋入油箱,然后放置油盘中;

4.3.3吊芯中要避免碰坏各个部件和绕组。吊出芯子应对绕组、铁芯、分接开关、引线及各个零件螺丝进行详细检查。

4.3.3.1套管拆卸:在拆卸变压器套管时,不应有碰破及碰裂情况,应从斜的方向吊出,不可使之受任何机械应力。

4.3.3.2拆卸上盖吊出铁芯

a. 应在干燥天进行;

b. 不应使铁芯绕组受潮;

c. 在湿度不超过85%的空气中吊芯时间不应超过16h,在阴天、雨天不进行吊芯检查。

4.3.3.3拆卸矽钢片

a. 矽钢片不断裂;

b. 不能擦破绝缘漆。

4.3.3.4拆卸绕组的绝缘部件:

a. 不应使其绝缘有破裂情况;

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b. 各部件应放在固定的地方,以防止意外的破裂损坏;

c. 拆卸绝缘零件时工具要仔细检查,应保证牢靠。

4.3.3.5吊绕组:在拆绕组时,不允许碰伤任何绝缘部件。

4.4油箱的检查及质量标准。

4.4.1油箱或箱盖的焊缝处若有漏油时,应进行处理补焊。在补焊时应根据具体情况,将套管拆下,以免损坏。

4.4.2箱盖不平用螺丝纠正达不到目的时,可以把器身拆下来,去掉上面的全部零件,放在平板上压平。

4.4.3用抹布擦洗箱和盖,除去油泥和油污并清理箱底。注意清抹应用白布,不可使用棉纱和易脱毛的刷子。外部漏油过脏时,可放入碱池中浸泡、刷洗,清水冲净后及时喷刷防锈油漆。

4.4.4采用耐油胶条密封时,要用斜口对接,坡口长度应小于胶条直径的5倍,压缩率为30%。

4.4.5变压器的油箱、上盖、油枕、安全气道,散热器等更换或重新制作时,内部均应涂清漆。

4.4.6更换箱盖时,吊环应焊在外表并不得在箱盖上穿孔焊装。旧盖上的吊环、吊杆在检修时均应焊死,以免渗油。

4.4.7变压器的油箱、油枕和顶盖质量标准:

a. 油箱、油枕和顶盖不得有油泥和脏物;

b. 油枕与油箱连通管应畅通并高出油枕底部30mm;

c. 不应有砂眼、裂缝和焊口不良等缺陷,应保证不渗油、渗水。

d. 外部喷漆不得有疙瘩、眼泪等现象,应平、光、匀;

e. 外壳接地螺丝完整、牢固;

f. 油枕旁有集污管或放污螺丝,应装在油枕最底部,应装防潮呼吸装置;

g. 顶盖边沿不得有弯曲、不平情况;

h. 密封应选用合格的耐油胶垫和胶绳;

i. 吊环、吊耳等零件必须齐全;

j. 油箱的渗漏油试验。

4.5套管的检修及质量标准

4.5.1导电杆上部的压帽焊接不良时,应将套管拆下,将螺杆抽出套管,用铜焊接。套管固定密封,应采用质量合格的耐油胶垫。

4.5.2胶合法兰或套管上发现有裂纹,以及渗漏油时,应用大小合适的钎子剔除胶合剂,套管和法兰一定要擦净再进行胶合。

4.5.3套管内的引线有拆断和穿心螺杆烧坏或滑牙时,应进行更换,材料采用黄铜棒制作。

4.5.4上套管时,整个螺丝的松紧要一致,对正上扣使用的扳手要适当,用力适宜,防止紧坏套管。

4.5.5套管的质量标准:

a. 套管内部应干净,无油泥脏物,应光滑清洁;

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b. 套管与法兰盘处密封严密,无渗油、漏油及套管歪曲等情况;

c. 浇灌物如变质,应彻底除掉重新更换;

d. 套管不应有裂纹及破坏现象;

e. 套管的封口垫的大小,要与套管外围直径相同;

f. 套管丝杆要在套管中心轴线上,不准歪曲拆断。

g. 套管检修工艺及质量标准

4.5.5.1 本体油连通的附加绝缘套管工艺及质量标准

a.瓷套有无损坏,瓷套应保持清洁,无放电痕迹,无裂纹,裙边无破损;套管解体时应依次对角松动法兰螺栓,防止松动法兰时受力不均损坏套管。

b.拆瓷套前应先轻轻晃动,使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套,防止瓷套碎裂。

c.拆电杆和法兰螺栓前,应防止导电杆摇晃损坏瓷套,拆下的螺栓应进行清洗,丝扣损坏的应进行更换或修整,螺栓和垫圈的数量要补齐,不可丢失。

d. 擦除绝缘筒(包括带覆盖层的导电杆)油垢,绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管(必要时应干燥)。

e.瓷套内部应用白布擦试;在瓷套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆,瓷套内部清洁,无油垢,半导体漆喷涂均匀。

f.新胶垫位置要放正,胶垫压缩均匀,密封良好;

g.套管垂直放置于套管架上,组装时与拆卸顺序相反,注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置,中间应有固定圈防止窜动,导电杆应处于瓷套的中心位置。

4.5.5.2 充油套管检修工艺及质量标准

a.更换套管油

a. 放出套管中的油;

b. 用热油(60-70℃)循环冲洗三次,将残油及其它杂质冲出;

c. 注入合格的变压器油,油的质量应符合gb的规定。

b.套管解体:

a. 放出内部的油;

b. 拆卸上部接线端子,妥善保管,防止丢失;

c. 拆卸油位计上部压盖螺栓,取下油位计,拆卸时防止玻璃油位计破裂;

d. 拆卸上瓷套与法兰连接螺栓,轻轻晃动后,取下上瓷套,注意不要碰坏瓷套;

e. 取出内部绝缘筒,垂直放置,不得压坏或变形;

f. 拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓,取下导电杆和下瓷套,防止导电杆在分解时晃动,损坏瓷套。

c.检修与清扫:

a.所有卸下的零部件应妥善保管,组装前应擦拭干净,防止受潮;

b.绝缘筒应擦拭干净,如绝缘不良,可在70-80℃的温度下干燥24-48h;

c. 检查瓷套内外表面并清扫干净,检查铁瓷结合处水泥填料有无脱落;

d. 为防止油劣化,在玻璃油位计外表涂刷银粉,涂刷均匀,并沿纵向留一条30mm宽的的透明带,以监视油位;

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e. 更换各部法兰胶垫,胶垫压缩均匀,各部密封良好。

d.套管组装:

a. 组装与解体顺序相反;

b. 组装后注入合格的变压器油;

c. 进行绝缘试验,按电力设备预防性试验标准进行。

4.5.5.3油纸电容型套管的检修。

电容芯轻微受潮时,可用热油循环,将送油管接到套管的顶部油孔上,回油管接到套管尾端的油孔上,通过不高于80℃的热油循环,使套管的kgδ值达到正常数值为止。

变压器在大修过程中,油纸电容型套管一般不作解体检修,只有在套管kgδ不合格,需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷,不解体无法消除时,才分解检修。

4.6分接开关和引线的检修及质量标准

4.6.1分接开关向外渗油,若是由于盘根引起,可将破损或腐蚀的衬垫更换新品,若是转动处向外漏油,可根据情况进行处理,渗油可用特型的耐油胶圈或石棉绳涂黄油用螺丝帽压紧,漏油间隙大时,可更换新品。

4.6.2分接开关绝缘部分受潮后,必须取下进行烘干。在取出开关时可将盘根固定螺丝筒进行处理,在取出分接开关时,必须在引线的接线轴上加装编号并记好方向,防止组装时造成错误。

4.6.3固定触点的绝缘圆盘,必要时应进行试验,两触点或触点对地之间的交流耐压值应为2h,若绝缘表面及芯内有击穿和烧破的地方必须全部更换新品。

4.6.4消除分接开关上的脏物和油泥,用抹布揩拭干净。开关触点不光滑及烧焦时,用细砂布砂光。活动接触的压紧弹簧失效时,可以调整或更换。若触点有严重烧伤和接触不良时,应更换新的。

4.6.5高低压引线有断裂和烧熔时,应检查是否因相间或线对地距离不够所引起,根据情况加强绝缘和调整引线。对于已断和烧熔的引线,应将断处的绝缘去掉,用砂布砂光后焊接新的引线。

4.6.6引线应用经过处理干燥过的木夹夹牢,并排列整齐,木夹件上各螺丝应上紧。

4.6.7检查引线的固定螺丝和切换开关的固定部分,必须牢固,不能有松动现象。检查进应用适当的扳手。

4.6.8在工作时所拆下的螺丝、零件必须统一放在木箱内,以免丢失。

4.6.9变压器分接开关的质量标准:

4.6.10.1切换器本身的螺丝应紧固,各部件应清洁干净。

4.6.10.2短路触点(即动触点)端子板及切换器环等的接触面,应无焊接及熔化现象,弹力充足。

4.6.10.3 所有机械部分及轮销子和支持物等均应完好,无磨损及短少的现象。

4.6.10.4动触点及固定触点均应清洁,接触良好,动触头的弹簧应完整无缺,位置正确,

弹力充足。

4.6.10.5转动轴应灵活,与上盖连接应严密,不得漏油。

4.6.10.6接触器静触点间应绝缘良好,不应有烧坏及击穿现象。

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4.6.10.6用1000v摇表测得静触点间绝缘电阻:g-10kv:100mω以上;35kv以上:2000mω以上。

4.6.10.7转动触点,使指示确实与要求一致,与指针位置相同,触点不超过预定的范围。

4.7 变压器器身的检查

4.7.1用抹布清除铁芯和绕组上的油垢和油泥,并用清洁的油冲洗绕组内部两次,直到油垢和油泥完全清除为止。

4.7.2用摇表试验铁芯接地是否良好,若无接地片时,可增添一块接地铜片,且只允许有一点接地。

4.7.3用摇表测量穿心螺丝的绝缘电阻,若绝缘电阻性能不好,必须重新更换穿心螺丝的绝缘物。更换时可将螺丝帽卸下,取出螺杆,重新用清洁纸、白布带、黄蜡绸带等包扎好,涂漆烘干后,再用夹铁夹紧。其绝缘电阻值最低不少于2mω。

4.7.4检查器身上所有夹件的固定螺丝是否缺少,是否上紧,松动时,应选择适当的扳手将其上紧。缺少时必须配齐,并彻底对器身各个部分详细检查。

4.7.5绕组两端的木垫和绝缘是否完全紧固,是否有移位变形及烧坏痕迹。不合格和不完整的必须更换补齐。对于不紧的部分,必须拧动夹紧螺丝的上下螺帽进行压紧。

4.7.6绕组的平尾垫和撑条,若有不正和脱落的地方,必须调整和装上。对于坏的必须更换、缺少的应加上新的,对未压紧的平尾垫可用扳手拧动夹紧螺丝的上下帽来完成。

4.7.7检查绕组绝缘外部状态,如发现匝间,层间有烧坏和损伤时,应进行重绕工作,如发现有电动力的作用,绕组发生位移和变形时,应进行校正措施。

4.7.8对于未曾损伤和烧坏的变压器,应根据绕组的颜色弹性,脆性和机械强度等劣化情况,评绝缘等级。

4.7.9用摇表测高压对地,高压对低压,低压对地的绝缘电阻,如果不合格,应进行烘干。

4.8变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准

4.8.1变压器器身分解之前,应首先根据技术检查情况和绕组铁芯的外部情况来确定故障点,对于没有明显故障点的变压器,应作以下试验:

4.8.1.1做匝间绝缘试验,判明匝间无短路现象;

4.8.1.2做零至额定电压的空载试验,判断磁路有无毛病。

4.8.2故障点查明后用加热的方法或用锯、手钳将相间引线焊的地点烧断或锯断或卡断并将其接线方法记录下来。

4.8.3铁芯的分解应按下列步骤进行:

4.8.3.1取出上轭铁的压紧螺丝;

4.8.3.2用扳手松开轭铁的穿心螺丝或夹紧螺丝;

4.8.3.3轭铁的上部用漆涂上记号,以免在组装时错乱;

4.8.3.4按次序一片一片的拆下轭铁的矽钢片,拆时应注意不能将矽钢片的漆层碰坏。将拆下的矽钢片按级排列整齐并用红漆写上字,各组分别绑扎,放在清洁干燥的地方。在工作时为避免将手划破,应戴上帆布手套。

4.8.3.5 分解器身时,所拆下附属零件如螺丝、螺栓应该放入木箱内,对于各夹件应集中存放,以免丢失。

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4.8.3.6检查矽钢片有无绝缘脱落,碾成粉末或多处断裂,绝缘炭化、变色,如有以上情况,应先用刀子将上面刮净,然后重新涂上矽钢片漆。

4.8.3.7拆下的零件、铁芯和完好的绕组应用绝缘油加以清洗。

4.8.4 绕组的取出应按下列程序进行:

4.8.4.1先将铁芯柱包扎好,取出油道条最后取出绕组。

4.8.4.2两个人起绕组时应以均匀的速度起来,平放在指定的位置,在取绕组时,一定要注意不碰坏绕组。

4.8.5在拆绕组时,一定要作如下记录:

a.绕组各相间的距离及遮板厚度;

b.绕组对上下轭铁的距离及所垫绝缘物及其厚度;

d. 使用线号;

e. 总匝数及抽头匝数;

f. 层间绝缘及高低压之间绝缘;

g. 油道位置及尺寸;

h. 端绝缘尺寸;

i. 绕组高度,内径及外径尺寸;

j. 绕组绕向。

k. 非正式(规)厂制造的变压器,若发现铁芯质量不好,磁缝大、绕组绝缘老化,运

行中过热应作空损试验,适当增加匝数,降低损耗或作降容处理。

l. 变压器绕组质量标准

4.9变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施

4.9.1技术措施

4.9.1.1起吊用钢丝绳庆无损伤断股、扭筋、质量良好。

4.9.1.2试吊时将钟罩吊起约100mm时,停止10min,进行受力部件检查,然后放下,以便找正中心,然后方能缓慢起吊,并防止碰伤绕组或夹件。

4.9.2绕组检查项目:

4.9.2.1检查绕组围屏是否清洁、受潮,有无树枝状放电,有无裂纹、臃肿及剥层现象,围屏不能拆开;

4.9.2.2 检查绕组上压环紧固情况,检查周围螺栓是否均匀压紧,并适当紧固。

4.9.3铁芯部分检查:

4.9.3.1检查铁芯是否清洁,有无铁杂质,有无伤损现象,油道有无堵塞。

4.9.3.2检查矽钢片的紧密程度,并用专用工具紧固各部螺丝;

4.9.3.3测量穿芯螺栓的绝缘电阻,铁芯不应有形成闭合回路的两点或两个以上的接地点;4.9.3.4检查铁芯接地片有无烧伤断裂痕迹,连接是否可靠;

4.9.3.5检查铁芯固定螺丝在运输中有无松动,并应紧固。

4.9.4分接开关的检查

4.9.4.1检查分接开关接触是否良好,弹力是否充足,接触位置是否正确,镀层是否完整,有无过热现象;

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4.9.4.2用0.05mm塞尺测试接触情况;

4.9.4.3检查各部接线的焊接质量和绝缘情况;

4.9.4.4检查绝缘板及木架有无变形,表面是否清洁,有无受潮现象;

4.9.4.5检查接头是否牢固,测定接触电阻是否符合要求。

4.9.4.6检查机械部分,操作手柄是否完整,有无变形,操作是否灵活,内部位置是否与手柄上位置一致。

4.9.4.7吊芯试验项目

a. 测量铁芯对地绝缘电阻(穿钉及铁轭绝缘);

b. 测量绕组的绝缘电阻;

c. 测量绕组各档的直流电阻(根据当天时间现场确定)。

4.9.4.8全部器身检查情况应由专人做好记录,并测量各部尺寸,作为资料保存起来。

4.9.4.9吊罩检查结束,交验收组验收合格,用合格变压器油冲洗,将底部油箱清理干净,方可回装钟罩。

4.10安全措施

4.10.1整个吊芯工作由专人统一指挥;

4.10.2吊芯工作区周围设围栏,无关人员不得入内;

4.10.3吊芯现场应清洁,并备用防雨设备;

4.10.4吊芯应在无风晴朗天气进行;

4.10.5现场严禁吸烟,并备有足够的防火器材;

4.10.6芯子暴露在空气中的时间不应超过以下规定:

4.10.6.1空气相对湿度不超过65%时为16h;

4.10.6.2空气相对温度不超过75%时为12h;

4.10.6.3时间计算以放油开始到开始加油为止。

4.10.7参加检查芯子的人员应穿不带扣子衣服,不准携带硬钱币等杂物,防止落入变压器内;

4.10.8检查芯子时,一定用木梯,不允许将梯子靠在绕组或引线上,更不允许踏在绕组或引线上;

4.10.9起吊前,箱体四周应设专人监护,并在四周设拉绳防止钟罩在起吊过程中摆动;

4.10.10起吊前,指挥人应向吊车司机交底,并规定好联络指挥手势,全体工作人员听从一人指挥;

4.10.11起吊时,吊绳要找好中心,防止钟罩偏斜,起吊高100mm时暂停起吊,检查吊绳是否吊偏,再放下找正中心后再次起吊,起吊要缓慢进行,防止碰伤绕组;

4.10.12器身检查后,应用清洁变压器油冲洗,并检查器身上无遗留杂物;

4.10.13工作中所有使用工具应有专人保管,并事先登记,工作结束后,工具保管人员应先清点工具无误后方可回装钟罩,防止工具遗留在变压器内部,工作中使用的工具应用带子系好,防止落入变压器绕组内部;

4.10.14钟罩回装前,应经验收组验收同意后方可进行回装;

4.10.15发现缺陷应立即报告工作负责人,不得私自处理;

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4.10.16起吊臂下严禁站人或通行;

4.10.17钟罩回装后,周围螺丝应由专人均匀紧固,防止部分螺丝过紧。

4.11变压器吊芯后回装投运及投运前的检查项目。

4.11.1装配前的检查。

4.11.1.2器身检修及与之配合测试项目全部完毕。

4.11.1.3所需测绘的内容已记载完毕。

4.11.1.4器身及油箱内部各部分已清扫完毕。

4.11.1.5箱沿耐油橡胶条已备妥,对钟罩式油箱在回装前须先将橡胶条套上。

4.11.1.6各套管引线电缆,特别是钟罩式油箱的套管引线电缆均已做好穿缆的准备。

4.11.1.7各处接线、接地片全部恢复接地。

4.11.1.8分接开关已全部旋至额定分接位置。

4.11.1.9箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。

4.11.1.10器身检查中所用工具器材已清点完毕。

4.11.1.11回装前经检查并由专人复查,确证箱内和器身上无异物后,方可回装。

4.11.2器身回装。

4.11.2.1器身入壳,密封油箱。

4.11.2.2安装分接开关,并转动分接开关手柄检查是否已插入轴内(指无载调压分接开关)。

4.11.2.3安装放油阀。

4.11.2.4安装净油器并装填吸附剂,安装散热器或冷却器,如净油和散热器来不及修复,或影响箱壁涂漆时,可推迟到油箱密封试验和涂漆完毕后再装。

4.11.2.5110kv及以上的变压器必须真空注油,此时应安装抽真空装置

4.11.2.6冲洗器身和注油至浸没上铁轭为止。

4.11.2.7对于110kv级的变压器,采用真空度46655pa在8h内将油注完

4.11.2.8取油样进行试验不合格时立即过滤。

4.11.3变压器总装。

为避免返工,在总装前应以油箱单独进行密封试验和外观检查,并清洗涂漆。然后装上套管,储油柜及安全气道等,以便进行电气试验,总装程序大致如下:

4.11.3.1放掉油箱内一部分油,至上部蝶阀以下为止。

4.11.3.2装上套管。

4.11.3.3查对散热器或冷却器的编号,先装上储油柜下面的散热器(或冷却器)和净油器。

4.11.3.4装上储油柜、气体继电器、安全气道及连气管路。

4.11.3.5再装上全部散热器或冷却器、净油器。

4.11.3.6注油。注油时先打开散热器或冷却器下部的蝶阀,同时充油。

4.11.3.7注油满后,轻轻旋开散热器上部的放气塞(不可取下)排除残存的气体,待油冒出时立即旋紧,然后打开上部。

4.11.3.8按规定程序开启净油器蝶阀充油,并利用顶部塞子放气。

4.11.3.9变压器在基础上就位后,应将储油柜侧垫高,使箱顶有1-1.5%的坡度。

4.11.3.10固定滚轮,装设防震装置。

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4.11.3.11连接接地装置。

4.11.3.12安装风扇电机及其连接线。

4.11.3.13安装温度计,吸湿器等附件。

4.11.3.14连接测温装置,保护装置及套管型电流互感器的连接线。

4.11.3.15对外表污损处清洗补漆。

4.11.4试验项目

变压器大修时的试验,可分大修前、大修中、大修后三个阶段进行,其试验项目如下:

4.11.4.1大修前的试验。

a. 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数;

b. 测量绕组连同套管一起的泄漏电流;

c. 测量绕组连同套管一起的tgδ,本体及套管中绝缘油的试验;

d. 测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接头位置);

e. 套管试验;

f. 测量铁芯对地绝缘电阻;

g. 必要时可增加其它试验项目(如特性试验、局部放电试验等)以供大修后进行比较。

4.11.4.2大修中的试验

大修过程中应配合吊罩(或器身)检查,进行有关的试验项目:

a. 测量变压器铁芯对夹件、穿心螺栓(或接带),钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯,铁芯

下夹件对下油箱的绝缘电阻;

b. 必要时测量无载调压分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻;

c. 必要时作套管电流互感器的特性试验;

d. 有载分接开关的测量与试验;

e. 必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ,局部放电和耐压试验(包括套管油)。

4.11.4.3大修后的试验

a. 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数;

b. 测量绕组连同套管的泄漏电流;

c. 测量绕组连同套管一起的tgδ;

d. 冷却装置的检查和试验;

e. 本体,有载分接开关和套管中的变压器油试验;

f. 测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接位置上)对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻;

g. 检查有载调压装置的动作情况及顺序;

h. 测量铁芯(夹件)引外对地绝缘电阻;

i. 总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验;

j. 绕组连同套管一起的交流耐压试验(有条件时)

k. 测量绕组所有分变压比及连接组别;

l. 检查相位;

m. 必要时进行变压器的空载特性试验;

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n. 必要时进行变压器的短路特性试验;

o. 额定电压下的冲击合闸;

p. 试验运行前后变压器油的色谱分析。

4.11.5变压器检修后投入运行前的检查项目

4.11.5.1各部位是否渗漏、各项电气试验是否合格。

4.11.5.2储油柜油面是否正常。

4.11.5.3安全气道玻璃膜是否完好。

4.11.5.4气体继电器油面是否正常。

4.11.5.5所有温度计的读数是否正确一致。

4.11.5.6各相分接开关指示位置是否一致并已固定。

4.11.5.7各处蝶阀是否开启。

4.11.5.8风扇电机旋转方向是否正确,有无碰撞和振动。

4.11.5.9信号温度计的触点是否分别调到45、55℃以上。

4.11.5.10油箱接地电阻是否合格。

4.11.5.11各组件有无损伤。

4.11.5.12相色标志、铭牌是否齐全正确。

4.11.5.13建议在投运前于各组件顶部再排一次残余气体。

4.11.6拆装时的安全要点及其它注意事项。

4.11.6.1变压器检修、器身或油箱起吊时,都要保持水平并合上晃绳,以免撞坏器身。

4.11.6.2起吊任何重物前,都要先作试吊,然后正式起吊。

4.11.6.3桶或变压器在器身回装时要注意器身与箱底位销钉吻合。

4.11.6.4凡进入油箱或在器身上,开孔的油箱顶上工作的人员,必须严格清除随身的细小物件,并不得穿带钉的鞋。

4.11.6.5凡在油箱内,开孔的油箱顶部或通过手孔工作时,工具一律带上布带,一端拴在油箱上,拆下的零件一律放在指定的工具袋或零件箱内。

4.11.6.6带电机具都要接地。

4.11.6.7在油箱顶上注油时,应防止静电触电。

4.11.6.8抽真空注油时,要严密注意油箱的变形情况。

4.11.7大修竣工后应收集保存的资料。

4.11.7.1上级单位发来的任务单,运行单位的缺陷报告及检修单位的外表检查记录。

4.11.7.2检修预算及工料结算单。

4.11.7.3施工记载、职责记录、拆卸记录及现场测绘记录。

4.11.7.4检修前后的电气试验报告,器身检查报告和油试验报告。

4.11.7.5其它有关图纸资料、干燥、验收记录等。

5变压器现场小修

运行中的变压器,由于长时间运行,一方面受本身温度与油压的不断作用,同时受自然环境风吹、日晒、雨淋的影响,另一方面由于制造质量及检修质量的不良,运行中的变压器

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常出现如下故障:箱件冷却器等的渗漏油、油标、防爆筒玻璃的破裂;风扇故障停运等。变压器的此类小故障应引起重视,及时检修解决,对变压器外部的此类小故障,一般能在现场检修,故称为现场小修。

5.1小修项目

5.1.1漏油检修:变压器本体油箱渗漏油,各附件冷却器、储油柜、净油器、气体继电器等渗漏油。

5.1.2变压器储油柜缺油进行补油。

5.1.3附件损坏更换:风扇、温度计、套管等附件损坏;油标、防爆筒玻璃破裂等。

5.1.4其它项目:更换胶囊、硅胶等。

5.2 小修常用机具

常用机具有油罐、滤油机、烘箱、电焊机,常用钳工工具及部分专用检修工具。

5.3现场检修一般必须停电,但如变压器少量补油、散热器下部修漏等,在不危及人身安全和设备安全的前提下,也可考虑采用不停电方式带电检修。

5.3.1变压器现场渗漏的检修。

现场运行的变压器最大量的出现密封胶垫的渗漏,其次焊缝及铸件的砂眼、气孔的渗漏。对于不同的渗漏应采取不同的检修方法。

5.3.1.1密封胶垫渗漏

a. 胶垫使用长久而老化,失去弹性;

b. 胶垫质量不良,安装后出现开裂、脆化、变形;

c. 胶垫安装不符合工艺质量要求而造成渗漏。

对于a b两种情况可根据具体情况采取必要的技术措施,重新夹紧密封胶垫。

修漏方法:对于箱高及高压套管的密封胶垫,如发现渗漏通常可适当拧紧拧紧螺母。如解决不了渗漏,则可能是胶垫开裂或是安装工艺问题,必须整体放油来检修,工作量较大。对于冷却器,当拧紧螺母也解决不了渗漏时,也必须放油后检修。

5.3.1.2焊渗漏

焊好渗漏部位的关键是找准变压器渗漏油准确位置,用清洗剂清理渗漏部位的油污、油泥,然后撒些白土。根据白土变色情况,找出确切渗漏点,根据渗漏点的所处部位,由具有丰富经验的焊漏焊工采用带油或不带油的方法进行补焊工作。

a.油箱渗漏检修:油箱钢板6-8cm,较厚,可带油补焊,渗漏点如在油箱下部,焊口较大,由于油压大不易焊时,可采用抽真空法,在油箱上部法兰孔接一胶管,用一台小型真空泵抽真空,造成油箱内低压真空。也可用一台滤油机,在关闭所有箱体阀门及进气口的情况下,抽取油箱内少量油,使油箱内低真空,这样可以比较容易地进行补焊工作。

b.冷却器渗漏:冷却器(散热器)管壁较薄,不易焊接。通常可采取关闭散热器上下阀门,拧开放油阀放油后进行补焊。如果遇到蝶阀不严,也可在放油过程中使散热器中产生微负压的情况下补焊。

c.附件渗漏检修:净油器、防爆筒、储油柜、连管等渗漏,通常都可以采取少量放油后补焊。

d.附件渗漏检修:附件渗漏检修包括110kv高压套管渗漏油,气体继电器、套管、电流互

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感器端子,蝶阀等渗漏的检修。

5.3.1.3充油高压套管渗漏油:如套管连接法兰渗漏,必须更换新套管,更换下的套管回厂大修。某些高压套管油面下降,多数是套管尾部的法兰密封垫有问题,或是油堵胶圈损坏,如果渗漏油较漫,可采取及时补油来暂时解决。渗漏油严重者,套管油面下降明显,应尽早更换新的套管或在现场吊出套管检修。

5.3.1.4气体继电器渗漏:主要是上盖密封胶垫或是出线端子和取气小球门渗漏。通常可关闭气体继电器两端蝶阀,取出芯子更换密封胶垫和更换小套管胶垫。球门不严渗漏可能是由于小钢球不合适或里面有异物造成球顶不严而渗漏。检修气体继电器必须停用直流电源,以防触电也可防止气体继电器端子短接而误跳闸。

5.3.1.5套管电流互感器小套管渗漏:主要是胶垫或是导电析渗漏,必须停电放油检修。

5.3.2变压器现场补油及更换附件。

5.3.2.1现场补油:常为储油柜缺油,充油套管缺油的补油工作。

a.储油柜补油:储油柜缺油是由于本体或冷却器等渗漏油而造成储油柜油面过低或看不见油面,属于变压器本体缺油。通常要求变压器停电后打开储油柜注油孔,用滤油机补油到合适的油面为止。所用的油要求油号一样,电气性能及物理化学性能合格。补油最好不从变压器油箱下节门进油,因多数变压器箱底存有杂质和水,防止把它们搅起来,引起变压器绝缘。采用带电补油方法,必须有特殊的保护措施。

b.套管缺油:对110kv充油型套管,当油面低于油标底面时,在变压器停电情况下,用补油专用工具,以同油号的耐压高于40kv的合格油从套管注油孔补油。如果套管渗漏油严重,已无法判定套管油面下降情况,应考虑更换合格的新套管。

5.3.2.2更换硅胶:运行中的变压器,当油的酸价增大比较显著时,应考虑更换新硅胶,更换硅胶可以筛选6-8mm粒度的颗粒。

对于安装在油箱上的净油器,首先是关闭净油器上下两端蝶阀,注意关闭蝶阀时要求有手感,确保蝶阀已经完全关闭。然后先打开下部放气阀,把油放尽,最后再打开净油器的下法兰放出旧硅胶,打开上法兰并注意上半兰孔倒入新硅胶(不必装大满),封上法兰(胶圈更换新的),经检查后可投入使用。当净油器上下蝶阀关闭不严时,不要强行更换硅胶,不然将要造成大量漏油。

5.3.2.3检修吸湿器:当吸湿器中变色硅胶已由蓝色变红,应更换新硅胶。当发现吸湿玻璃筒破裂时应更换新吸湿器。检修吸湿器可以不停电,检修中主要注意连接管是否畅通。

5.3.2.4更换温度表:旧温度表指示不正确时应更换新表(装前应校验合格),换表时应注意仪表导管不要有压扁和死弯,多余导管要盘成直径200mm圆圈固定在变压器油箱上,探头装入变压器油箱顶部上的表库中,在表库中应装少许变压器油,不然温度表指示将不正确。

5.3.2.5更换防爆筒防爆玻璃:按防爆筒直径选取规定厚度的下班装下班时要对称逐渐拧紧螺母,均衡压紧,不然玻璃极易破碎。

5.4变压器现场小修注意事项

5.4.1填写小修记录,包括站名、变压器编号、铭牌,小修项目,更换部件,检修日期、环境温度及气温等,并注明检修人员。

5.4.2对检修后变压器上部各放气阀应充分放气,包括散热器或冷却器、套管、气体继电器

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等处。拧松放气阀放气,当冒快速拧紧,放气完毕。

5.4.3进入检修现场前,应检查变压器的所有蝶阀,霸阀是否处在应处的位置。

5.4.4变压器上部不应遗留工具等。

6变压器附件的检修

6.1 可能产生的缺陷。

在变压器运行中,分接开关长期通过负载电流,由于长时间浸泡在高温的变压器油中,可能使触头上氧化膜及油污,触头弹簧压力降低等现象。运行中也出现分接引线的接头与分接开关的柱头连接松动的现象。

6.2检修步骤和要求。

分接开关的检修在变压器身吊出或吊起钟罩式油箱后进行。首先将罩在分接开关上的绝缘筒向上移动,而露出分接开关的触头部分。检查触头部分是否有松动现象。如无缺陷可用浸有酒精的布擦洗触头各部位,以除掉氧化膜及油膜等。

检查动触头(环)和触柱的压力是否足够,并可用手指按压试之。各触头(环)的压力应基本均匀,如有压力过小的应更换弹簧。如分接引线的丝头松动,则应将其旋紧。

当分接开关有严重烧伤时,就必须更换。

6.3验收:为了检查分接开关的检修质量,首先进行外观检查。触头部分接触良好,无污物,转动灵活,紧固部件无松动现象,绝缘良好,绝缘距离符合要求,指示位置正确,最后必须测量绕组各分接位置的直流电阻,并与原始记录和标准比较合格(同温度下)。全部工作完毕后,将绝缘筒放下来。

6.4有载分接开关

6.4.1电抗式有载分接开关

6.4.1.1可能出现的缺陷及原因。切换开关由于多次切、合负载电流造成触头烧伤,而使导电回路电阻增大。切换开关箱(又称闸箱)的绝缘油容化,使油耐压水平降低。选择开关发生故障的可能性很小。

6.4.1.2检修步骤及要求。切换开关通常装于变压器油箱外部的独立油箱内,其油与本体不相通,首先打开箱盖入出其不意切换开关箱内的油,如切换开关的铜钨触头烧伤不严重,可用细砂布轻轻打磨烧伤的接触面,使其平整。如烧伤严重则应更换铜钨触头。检查软引线连接是否有松动现象,如有应紧固,然后用清洁合格的变压器油冲洗切换开关本体及油箱内的油泥等污物,待进行电气试验和验收后,注入合格的变压器油并盖好油箱上盖密封好。

如变压器吊芯时,还应检查选择开关的触头接触是否良好,分接引线连接是否松动,安装紧固件是否有松动现象等,电抗器线圈绝缘是否良好,各部分紧固是否良好等。

6.4.1.3验收,外观检查,触头应接触良好,接触面应平整、清洁,紧固可靠,动作灵活,触头的接触压力为8-10kg,开关箱与变压器油箱间的密封良好。在上述检查后进行有载开关各分接线圈直流电阻测量,测量结果均应合格。检修工具和电气试验的铜线等不应遗忘在切换开关箱内。

6.5套管检修

6.5.1大型主变压器低压侧瓷套管检修

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变压器低压侧瓷套管结构比较简单,通常的检修项目和步骤如下:

6.5.1.1检查瓷套是否有裂纹和损伤,表面是否有放电痕迹。

6.5.1.2对于导杆式套管,导电杆应无过热变红现象,套管顶部的密封胶垫损坏时应进行更换。

6.5.1.3检查导电杆的绝缘纸管和固定导电杆的绝缘胶木垫应完整无损。

6.5.1.4检查浇注式套管的法兰浇注处是否有渗油现象,如有应重新浇注。

6.5.1.5处理检查出来的缺陷后,清洗套管及各部件,并擦干净,然后进行组装。

6.5.1.6组装后的套管应进行油压试验,以检查其密封效果。

6.6110kv套管检修

6.6.1老式的充油套管顶部通气孔与大气相通,因此潮气和某些有害气体易侵入套管内部,使油质劣化,严重的还可使内部的绝缘筒受潮。油纸电容式套管虽然全密封,油量很少,但运行中受温度影响,长时间运行后,也会出现油质的化学性能变坏,个别的套管由于顶部密封不良也有使电容芯子严重受潮的可能。

6.6.2套管接头(将军帽)既与引线铜头连接起导电作用,又起密封作用,二者很难兼顾。有时应形成烧连现象。

6.6.3对于套管油不合格或内部轻微受潮的套管,一般进行换油处理即可消除缺陷,对于内部严重受潮或严重渗漏油的套管则一般采取解体干燥及解决密封缺陷。

6.6.4套管换油步骤(110kv套管为例)

6.6.4.1将套管放在专用支架上,做换油前的电气试验和油化验。

6.6.4.2打开套管底部的放油阀,电容式套管还应打开顶部的注油阀,以便迅速将油放掉。

6.6.4.3从注油孔引下一根注油管到压力油罐,将压力油罐出油管阀门打开。在罐内气压作用下,各格的油便沿注油管不断流入套管内,然后又从底部放油孔流出。这样不断地冲洗套管内部,直到清洁干净为止。

6.7油箱检修

在检修时,首先拆除可拆卸的各零部件,然后清洗油箱内外壁、箱底、箱盖及各法兰处的油泥等污物。在经过清理以后油箱及大盖,应尽快在油箱内壁及大盖底面刷一层绝缘漆,以防锈蚀,对保护变压器油的油质也有好处。油箱表面及箱盖上面应涂刷防锈底漆和灰漆。

检修后,油箱暂放置时,如在露天存放则应将箱盖盖好,各法兰孔应用临时盖盖上。待蝴蝶阀、主阀门、防爆筒检修后,待油箱安装时,都必须用新的密封件。

6.8冷却装置的检修

变压器的冷却装置随变压器容量的大小而有很大差别,仅就冷却装置的主设备:散热器、风扇电机等说明其检修内容方法及要求。

6.8.1散热器的检修

散热器是变压器发生渗漏的主要部件之一,因此散热器的检修以处理渗漏缺陷为主要内容。同时也要清洗散热器内部,防止散热器内部的杂质随油流进入变压器内部造成变压器内部故障。此外清洗散热器外部,以提高其散热效果。

6.8.2风扇电动机的检修

风扇电动机在运行中处在风吹、雨淋、日晒和灰尘条件下,因此出故障机会比较多,常

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见的故障有因防雨罩、引线端盖密封不良而进水,使绝缘水平降低,以致烧毁绕组;还有因保护不当而造成单相运行也会烧坏绕组,运行时间长,轴承内润滑油变质,使磨损严重,此外还可能有其它一些故障。

风扇电动机在检修时要进行解体大修。风扇电动机在从变压器上拆下之前,先拆掉电源线,再拆去扇叶,以防碰坏扇叶和使扇叶角度变化,然后拧下固定螺栓,拆下电动机解体步骤如下:

6.8.2.1拆掉轴承端盖的螺丝及密封小盖、拆掉两个端盖与机座的固定螺丝,然后用锤轻轻打击两端盖,取下端盖。如轴承松动,可将轴承取下;解体后,如绕组有损坏,则应按一般电动机的检修步骤更换绕组,如轴承损坏应用新的轴承。然后用扁铲将机壳及两端盖的止扣处的漆膜及污物清理干净。用毛刷、汽油刷洗两端盖的轴承座及转子端的的轴头。其它零件也要清洗干净,然后就可进行组装。组装后的风扇电动机用手旋转电动机轴应灵活无磨擦,将检修后的风扇电动机安装在原位置上。

6.8.2.2检修后的风扇电动机要做电气试验,测量绕组绝缘电阻及电动机空载试验,合格后才能投入运行。

6.8.3吸湿器的检修

6.8.3.1将吸湿器从变压器连通管上拆卸下来,然后将底罩先旋下来,并放掉所盛的变压器油,旋下中间紧固螺杆上的螺母,将底座和玻璃管取下来,如硅胶已变为粉红色,说明已经失效,将硅胶倒掉。

6.8.3.2检查上法兰与连接管是否通气,如不通气应进行处理,以保证气路畅通。否则吸湿器将不起呼吸的作用。解体后将各部件清理干净,更换各胶垫,然后回装,换上新的变色硅胶,紧固时不要用力过猛以防玻璃管被紧坏。

6.8.3.3底罩内盛以适量的变压器油作为油封。

第5篇 主变压器大修安全技术操作规程

(1)大型施工器材在施工现场的搬运要求

①吊车在高压设备区行走时误触带电体。

a.吊车进入高压设备区前,工作负责人应会同吊车司机检查和确定吊车的行走路线,核对吊车与带电体的距离,明确带电部位、工作地点和安全注意事项。

b.吊车在高压设备区行走时,必须设专人监护和引导。

②吊车在起吊作业中误触带电体。

a作业前,工作负责人要向吊车司机讲明作业现场周围邻近的带电部位,确定吊臂和重物的活动范围及回转方向。

b.起吊作业必须得到指挥人的许可,并确保与带电体的安全距离不小于:10kv,2m;35v、110kv,4m220kv,6m;500kv,7m

③器材起吊和放置过程中砸伤、撞伤作业人员:

a作业由专人指挥,指挥方式必须明确、准确。

b.吊臂和重物的下面及重物移动的前方不得站人。

c.控制起吊和转动速度,保证起吊和移动平衡。

d检查吊车的支撑是否稳固,受力均匀

e重物起吊前,工作负责人必须认真检查重物悬挂情况,起吊和下落过程中,作业人员不经工作负责人的许可不得擅自从事其他工作。

f钢丝绳荷重,不得超载使用。

(2)主变压器大修时使用电动施工工器具要求

①低压交流触电。

a.施工现场需配置装有漏电保护器的配电箱。

b防止重物碾压和有无侵蚀电源线。

.严禁带电拆、接电源线。

2电动工具外壳漏电。

a检查电动工具的外壳是否可靠接地。

b.严格按电动工具操作说明书操作。

③更换熔丝时,低压触电。

a.更换熔丝或断路器负荷侧接线时,需严防因工作不当误合开关。

b.开关距工作地点较远时,应在断路器拉开后悬挂“禁止合闸,有人工作”标识牌。

④拉合低压断路器时,被电弧灼伤。

a.必须戴手套和护目眼镜。

b.严禁使用不合格的电缆线和断路器。

(3)主变压器一、二次引线拆除和恢复要求

①引线脱落、动荡、砸伤作业人员。

a.正确选用工具并戴手套。

b.引线拆、装时,用绝缘杆或传递绳固定和传递。

②高空坠落。

a.高处作业人员必须使用安全带,安全带的一端必须系在能承受作业人员掉落时的牢固部件上。

b.必须穿防滑性能好的软底鞋。

③砸伤。

a现场作业人员必须戴好安全帽。

b.使用起重工器具前,需按规定进行安全检查。

c.滑轮的悬挂点必须牢固,滑轮门闭锁牢靠,钢丝绳套与滑轮间需采取防分离措施。

d.工作时必须使用工具袋。

④一次水平引线触及带电体。

a必须由专人统一指挥,并加设专责监护人。

b.用绝缘杆或绝缘绳固定水平引线,确保其与带电体距离不小于下列数值:10kv,2m;35kv、110kv,4m;220kv,6m500kv,7m

⑤感应电压击伤,引发其他伤害。

a在有感应电压的场所工作时,应在工作地点加设临时接地线。

b作业人员必须戴手套,必须系好安全带。

(4)检修前后的绝缘试验

①误触试验设备造成触电。

a与试验工作无关的人员不许留在试验区内。

b被试设备周围装设临时遮栏或设专人看守。

2低压触电。

a试验完成后,立即将被试验设备对地放电。

b拉开有载调压装置和冷却系统的电源隔离开关,并在隔离开关操作把手上挂“禁止合闸,有人工作”标识牌,取下熔断器。

(5)附件拆除与安装要求

1作业人员从器身顶部掉下。

a.在器身顶部作业时必须使用安全带。

b.检查器身顶部的油污是否清擦干净。

2吊装时,附件脱落、摆动、不稳,碰伤作业人员。

a.按标准选用和检查起重工器具。

b.由专人统一指挥,明确起重工作的指挥方式。

.控制吊装速度,保持重物平衡。

d.重物起吊和下落过程中,作业人员不经工作负责人许可不得擅自从事其他工作。

(6)排油、注油、滤油要求

①低压触电。

a.使用装有漏电保护器的低压交流电源。

b.滤油机电源断路器的操作把手必须保持绝缘良好。

使用梯子上下油罐或设备时摔伤。

a梯子必须放置稳固,由专人扶持。

b.上下梯子或设备时必须清除鞋底的油污。

③跑、漏油污染地面,滑倒摔伤作业人员。

a设专人看管滤油设备,漏油点用容器盛接。

b油管接头必须连接良好,油路密封良好。

c作业人员穿防滑鞋。

4火灾。

作业现场严禁吸烟和明火,必须用明火时应办理动火手续,并在现场备足消防器材。

(7)主变压器吊罩(芯)检查

①起重伤害。

a.根据被吊件质量,正确选用起重工具。

b.起吊由专人统一指挥,指挥人和吊车司机共同认定指挥方式。

c.吊绳悬挂、捆绑牢固,吊绳夹角不大于60°,被吊件刚一吊起时应再次检查其悬挂和捆绑情况,确认可靠后再继续起吊。

②被吊件在吊装过程中摆动、抖动、挤、碰伤作业人员。

a.被吊件的四角应系缆绳并制定专人控制。

b.被吊件和吊车吊臂下严禁站人,作业人员头部和手脚远离被吊件下方。

③摔伤。

a梯子的上端与上夹铁牢固地捆绑在一起。

b.采取稳妥的防滑措施。

④用兆欧表测定绝缘电阻时电击作业人员。

a.测定时暂停其他作业,与该项工作无关人员应暂时离开。

b测定时互相呼应。

(8)主变压器的潜油泵、风扇的装拆和分离检修要求

①低压触电。

a拉开电源开关,在其操作把手上挂“禁止合闸,有人工作”标识牌。

b.取下熔断器。

.至少有2人同时进行工作。

②电源短路灼伤人。

a.用2500v兆欧表测定导线的绝缘电阻不小于1m。

b接线必须正确无误。

③工具使用不当伤人。

a使用专用工具进行拆、装。

b.对专用工具应按说明书进行操作。

④拆、装和搬运不当碰伤手脚。

a拆、装零件时,手不得放在结合面上。

b.2人抬拿重物时保持平稳,脚、手不得放在重物下面。

.冷却系统调试时,人员躲开叶片松脱飞出的方向。

第6篇 主变压器和并联电抗器安装安全技术规程

²  基础埋设应符合下列规定：

（1）在进行设备受力基础埋件（如基础板、拉锚）和油池内排油管道安装前，应对埋件安装点及施工现场进行清理、检查，以符合安装要求。

（2）埋件安装过程中，应先初定位，待检查方位、高程、中心符合要求后，最终用钢筋加固焊牢。

（3）作业人员应戴防护手套，电焊作业人员应按焊接安全要求进行防护。

（4）埋件浇筑完成并待全部模板拆完后再进行检查，检查时应戴防护手套。

（5）在钢筋网上作业时，应在作业区架设临时通道。

²  主变压器、并联电抗器现场搬运、就位应符合下列规定：

（1）主变压器、并联电抗器的装卸及运输，应对运输路况及两端的装卸条件进行调查，制定相应的安全技术措施，并经批准后执行。工作前，应向作业人员进行安全技术交底。

（2）搬运工作应有专人统一指挥，指挥信号应清晰明确，不得跨越钢丝绳和用手接触绳索及传动机械，搬运中途暂停时，应有专人监护，并采取停止牵引装置、卡牢钢丝绳、楔住滚轮等安全措施。

（3）轨道运输时，应检查变压器轨道两侧空间有无障碍物。变压器在轨道上行走时，应至少有两人对运输情况进行监视。

（4）主变压器、并联电抗器本体起吊时，应采用专用吊具，并按设备厂家标识的吊点及吊装方法进行吊装，起吊设备下方严禁站人。

（5）主变压器、并联电抗器在运输过程中的速度（包括加速度）、倾斜度均应限制在允许的范围内，运输道路上如有带电裸导线，应采取相应安全措施。

（6）利用机械方法牵引主变压器、并联电抗器本体时，牵引点的布置和牵引的坡度均应满足设备运输要求。当坡度不能满足要求时应采取相应的措施。

（7）使用滚杠运输时，道木接缝应错开，搬动滚杠、道木时，不得用手直接调整滚杠，滚动前方不得有人，防止碾压手脚。

（8）搭设卸车（卸船）平台时应考虑车、船卸载时上浮或下沉的位差情况及船体的倾斜情况。

（9）主变压器在运输过程中应有防冲击振动的措施，应安装冲击记录仪，记录沿途受振情况。

（10）应使用螺旋千斤顶顶起或降落主变压器、并联电抗器本体，并辅以油压千斤顶同步跟随保护，所有千斤顶应同步操作，操作速率应一致。

（11）安装运输轮时，应在主变压器、并联电抗器本体下部设置有足够强度的钢支墩。

（12）主变压器安装调整定位后，应及时安装前后的卡轨器或焊接档块，并将外壳进行可靠接地。

²  变压器油卸车、倒运应符合下列规定：

（1）变压器油桶采用吊车卸车时，应使用油桶专用吊具起吊，油桶下严禁站人。

（2）在地面搬运或滚动油桶时，应避让行人。

（3）配电开关应使用空气断路器；不得使用电炉等加热电器。

（4）进入空油罐清扫作业，应打开下部排油孔和上部进人孔。并应采取充足的供氧、通风措施，作业时入口处应有专人监护，防止作业人员缺氧窒息。罐内照明应采用12v低压灯具。

²  主变压器、并联电抗器器身检查应符合下列规定：

（1）外罩起吊前应事先由专业技术人员编制安全技术措施，并进行安全技术交底。

（2）起吊前应检查吊车、起吊工具及限位，有缺陷的不得使用。吊运工作应有专人统一指挥，指挥信号应清晰明确。

（3）在变压器顶部捆绑钢丝绳时，作业人员应穿防滑鞋，站位正确可靠。

（4）起吊时绑扎应正确牢固。起吊后，变压器外罩吊离底座近l0cm时，应停机复查，确认安全可靠后，方可继续起吊。

（5）充氮变压器或电抗器应在充分排氮、通入干燥空气，并测定含氧量达到要求值后，作业人员方可进入变压器箱体内。作业人员进入变压器箱内时，变压器箱外应有人员监护。

（6）吊罩检查时，在未做可靠支撑前，不得在铁芯上进行任何工作。

（7）进入主变压器、并联电抗器内检查工作时，应穿戴无扣及金属制品的耐油工作服、耐油鞋、戴头套，袖口、裤脚应扎紧。对工作人员带入的所有工器具、材料等应登记，工作完后应全部带出并检查核实，不得将任何物品遗留在设备内。

（8）检查主变压器铁芯时，使用的梯子应安全可靠。梯子宜采用木梯，当采用金属铝梯时，上下端头应有可靠的绝缘垫块。

（9）主变压器铁芯（或变压器罩、上盖）吊离箱体后，应用干净结实的专用枕木垫块垫平、放稳。

（10）处理引线时，应采取绝热和隔离措施。

（11）设备检查现场，应消除一切火源，并配备相应的消防器材。

（12）进行各项电气试验时，应设置警戒线，并悬挂警示标志。

²  附件安装及电气试验应符合下列规定：

（1）应检查起重机械是否灵活、可靠，绳索是否牢固，检查固定式吊锚、吊筋、吊具是否牢固可靠。

（2）吊装高压套管时，应绑扎正确、牢固，对套管瓷质部件应采取防护措施。套管吊装应缓慢垂直起降。

（3）套管与引线连接时，负责安装引线的高处作业人员应系好安全带，穿防滑软底鞋，在箱体内配合人员应防止挤手。

（4）在变压器顶部安装附件时，随身不得携带任何无关物品，使用的工具应用白布带系在变压器外壳上。

（5）变压器附件需进行焊接时，应运至安全地点焊接。

（6）在进入变压器内部工作之前，应测量变压器内部含氧量，以防缺氧窒息，进人门处应有专人监护。

（7）在变压器顶部工作人员，应穿防滑鞋，必须系安全带。

（8）使用高压试验设备时，外壳应接地，接地线应采用截面不小于4mm2的多股软铜线，接地应符合安全要求。

（9）现场高压试验区应设遮栏，并悬挂警示标志，设置警戒线，派专人监护。

（10）高压试验受试设备通电前，应复查接线是否正确，调压器应置于零位。

（11）做完直流高压试验后，应先用带电阻的接地棒放电，然后再直接接地。

²  主变压器、并联电抗器干燥应符合下列规定：

（1）变压器干燥前，应制定安全技术措施。

（2）干燥用的电源、导线和设备的容量应满足干燥要求，并设置负荷保护和温度报警装置。

（3）干燥过程中，应设值班人员。操作时应戴绝缘手套，并设专人监护。

（4）用热油循环干燥时，应控制加热温度不超过60℃。

（5）用抽真空干燥时，对被抽壳体应采取可靠的安全监视措施。

（6）干燥现场不得放置易燃物品，并应备有相应的消防器材。

（7）变压器干燥现场周围应设遮栏，并悬挂警示标志。

（8）干燥过程中的温度监视装置，应齐全、可靠，并装设在便于观察的位置。

²  绝缘油过滤应符合下列规定：

（1）滤油机应接地良好，滤油现场应使用防爆灯具。

（2）滤油机开机前应检查电气部分工作状态，其主电源导线应满足负荷值，并设置过负荷保护。

（3）滤油场地应采取防雨、防雷措施。

（4）进行热油过滤或用热油循环加热器身时，应先开启油泵，后投入加热器。停机时，操作程序应相反。

（5）滤油现场严禁有明火作业，火源及烘箱应和滤油设备隔离，并配备相应的消防器材。

（6）滤油纸烘干过程中应经常检查，严防温升过高起火。

（7）滤油场地应保持清洁，废弃物应及时清理。严禁吸烟及明火作业。出现漏油或其他异常现象时应及时处理。

第7篇 pst-1200微机主变保护投运试验规程

1. 保护装置整定值(含控制字的设置)与软件版本校核:

1.1. 检查各保护的程序版本号及校验码并做好记录。

1.2. 核对保护装置整定值与整定通知单应一致。

1.3. 核对变压器容量、变压器各侧额定电压、各侧零序ta变比与变压器接线方式,并检查各参数与系统参数中的整定值是否对应一致。

1.4. 核对变压器差动保护各侧ta变比与定值通知单应一致。

1.5. 现场应打印并保存主菜单的“其他”中 “出厂设置”项的内容,但不得在现场进行修改。

2. 变压器差动保护检验

本项试验以变压器为y0/y0/△-11型自耦变为例作说明,其它不同型号的变压器应作相应的调整。

2.1. 二次接线的要求

2.1.1. 各侧ta二次接线方式必须为星形接线。

2.1.2. 对接入差动保护的各侧ta的二次极性规定为:在变压器内部故障时各侧一次电流流进变压器的条件下,ta二次电流以流出端为引出端,流入端为公共端(n相)。

2.2. 差流及平衡系数的计算方法

本变压器差动保护, 差流是由星形侧向三角形侧归算的,三相的差流表达式如下:

a′=(ah- bh)_kbh+(am- bm)_kbm+al_kbl

b′=(bh- ch)_kbh+(bm- cm)_kbm+bl_kbl

c′=(ch- ah)_kbh+(cm- am)_kbm+cl_kbl

式中a′、b′、c′为计算差流;

ah、bh、ch为高压侧电流;

am、bm 、cm为中压侧电流;

al、bl、cl为低压侧电流;

kbh、kbm、kbl为高、中、低三侧的平衡系数。

平衡系数的计算方法如下:

kbh=1/

kbm=(mta_mdy)/(hta_hdy_ )

kbl=(lta_ldy)/(hta_hdy)

式中:hdy、hdy、ldy为高、中、低三侧的额定电压(以kv为单位,小数点后保留一位);

hta、mta、lta为高、中、低三侧的ta变比。

若ta额定电流5a,如高压侧ta变比为1200/5,则hta=1200

若ta额定电流1a,如高压侧ta变比为1200/1,则hta=1200

注意平衡系数应该在0.25/ 到4/ 之间,以保证差动保护的测量精度,如不满足要求应向整定部门汇报,请制造厂解决。

表1中列出了一个实际变压器的整定与计算数据,试验时应按此表的格式填写相应的数据。

表1 变压器的整定与计算数据

项目 高压侧(i侧) 中压侧(ii侧) 低压侧(iii侧)

变压器全容量180mva

电压等级220kv 115kv 35kv

接线方式 y0 y0 δ-11

各侧ta变比1200a/5a 1250a/5a 3000a/5a

变压器一次额定电流i1e 472a 904a 2969a

变压器二次额定电流i2e 1.96a 3.61a 4.95a

各侧平衡系数0.5774 0.3144 0.3977

2.3. 差动平衡性试验

变压器差动保护的平衡性试验可以按照如下几种试验方法接线,所有的电流必须从端子排加入,其中i、ii、iii侧分别表示高、中、低压侧。

2.3.1. 用三相保护试验仪的试验方法如下:

2.3.1.1. 利用i、ii侧(y0侧)做检验,在i、ii的a相相别加入电流相相角为180°,大小为 的电流( 为电流的标么值,其基准值为对应侧的额定电流),检查装置差流,在 分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安,否则应查明原因。在b、c相中应重复进行上述试验。

例如 取1,通入i侧的三相电流分别为1×1.96a(i侧的额定电流)=1.96a,则通入ii侧的三相电流分别为1×3.61a(ii侧的额定电流)=3.61a,此时装置的差流一般应不大于50毫安(以下试验方法与此相同)。

2.3.1.2. 利用在i、iii做检验: i侧电流从a相加入大小为 ,iii侧电流从ac相间加入大小为 (电流从a相极性端进入,流出后进入c相非极性端,由c相极性端流回试验仪器),相角与i侧a相电流差180°,检查装置差流,在 分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安,否则应查明原因。在i侧b相iii侧ba相、i侧c相iii侧cb相中应重复进行上述试验。

2.3.2. 在保护试验仪可以同时提供6路电流时的试验方法如下:

2.3.2.1. 利用i、ii侧做检验,i侧、ii侧三相以正极性接入,i、ii对应相的电流相角为180°,分别在i、ii侧加入电流 (标么值, 倍额定电流,其基值为对应侧的额定电流),检查装置差流,在 分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安,否则应查明原因。

2.3.2.2. 利用i、iii侧做检验,i侧、iii侧三相以正极性接入,i侧的电流应超前iii侧的对应相电流150°(因为是y0/y0/δ-11变压器),各在i、iii分别加入电流 ,检查装置差流,在 分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安,否则应查明原因。

2.4. 比率制动特性曲线检验

当k1=0.5、k2=0.7时的差动动作特性曲线如图1所示:

试验可以在i、ii侧之间进行:在i、ii侧的相同相别上分别通入相位为180度的平衡电流,再降ii侧的电流直到差动保护动作,这样i侧的电流除以 即为制动电流,再根据上述的差流计算公式计算出差流(应与装置显示的差流相同),在每条折线上至少做两点至三点,并画出特性曲线应满足整定要求

2.5. 谐波制动试验(包括二次与五次谐波制动)

从任一侧的任一相加基波与二次(或五次)谐波的混合电流(一般从中压侧加试验电流),在定值附近做几个不同二次(或五次)谐波含量的电流,找出谐波制动比例应符合定值要求允许误差不大于整定值的10%,否则应查明原因。

谐波制动比例定义为谐波分量与基波分量之比的百分数。

2.6. 零序比率差动试验

图三:零序比率差动特性曲线

2.6.1. 差流检查:i、ii侧电流从a相极性端进入,相角为180°,大小相同,装置应无零序差流。

2.6.2. 制动特性:零序比率差动的制动特性曲线如图三所示,试验时在i侧加电流i1,ii侧加电流i2,检验过程中要始终保证i1>i2,这样制动电流始终为i1,录取制动特性曲线应与图三相符。

3. 整组试验:

3.1. 模拟差动保护区内单相故障:在差动保护单侧加入故障电流,模拟某侧故障,应瞬时跳开变压器各侧断路器,对断路器的两个跳闸线圈要分别加以验证。

3.2. 模拟差动保护区外故障:按照上述差动平衡性试验的方法,在差动保护的高、中压侧同时加入较大的平衡电流(建议 取5以上),模拟某相区外故障,保护装置不应动作。

3.3. 各后备保护的正确性检查。

后备保护重点检查的是保护的动作逻辑和跳闸方式,应符合整定要求,跳闸方式举例如下:

3.3.1. 过流保护

以下的复合电压都可分别经控制字确定(投/退)选取高、中、低压侧电压。

3.3.1.1. 检查高压侧复合电压闭锁过流保护应设为两段。

复合电压闭锁方向过流保护:方向指向变压器,定时限跳本侧开关或跳主变各侧开关。

复合电压闭锁过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.1.2. 检查中压侧复合电压闭锁过流保护应设为两段。

复合电压闭锁方向过流保护:方向指向中压侧母线,第一时限跳中压侧母联;第二时限跳本侧开关。

复合电压闭锁过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.1.3. 检查低压侧过流保护应设为三段。

复合电压闭锁过流保护:设两段,其中第一时限跳本侧开关,第二跳主变各侧开关。

定时速切过流保护:跳本侧开关。

3.3.2. 零序保护

3.3.2.1. 高压侧零序过流保护(零序电流取高压母线侧自产零序电流),设两段。

零序方向过流保护:方向指向变压器,定时限跳本侧开关或主变各侧开关。

零序过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.2. 高压侧零序过压保护和中性点间隙零序过流保护。

零序过压保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

中性点间隙零序过流保护:其零序电流取高压侧中性点间隙零序电流,第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.3. 中压侧零序过流保护(零序电流取中压侧自产零序电流),设两段。

零序方向过流保护:方向指向中压侧母线,第一时限跳本侧母联(尽可能不用);第二时限跳本侧开关。

零序过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.4. 中压侧零序过压保护和中性点间隙零序过流保护。

零序过压保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

中性点间隙零序过流保护:其零序电流取中压侧中性点间隙零序电流,第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.5. 公共绕组零序过流保护(针对自耦变)。

零序过流保护:定时限跳主变各侧开关。

3.3.3. 过负荷及异常保护

3.3.3.1. 过负荷信号。

检查高、中、低压侧和公共绕组(针对自耦变)过负荷信号的正确性。

3.3.3.2. 起动风冷。

检查高压侧起动风冷回路的正确性。

3.3.3.3. 过载闭锁调压。

检查高侧过载闭锁调压回路的正确性。

3.4. 各非电量保护动作情况检查:

3.4.1. 所有非电量保护都应该从测量元件处(如瓦斯保护应按下瓦斯继电器的试验按钮;压力释放保护应用手拨动压力释放阀的微动开关;温度保护应手动拨动温度指示使温度接点动作等)模拟到保护出口跳闸、发信,检查整个回路的正确性。

3.4.2. 检查瓦斯继电器的引出电缆不允许经过渡端子接入保护柜。

3.4.3. 检查变压器非电气量保护与电气量保护出口跳闸回路必须分开,非电气量保护动作不能启动失灵保护。

3.5. 配合反措应作如下检查:

3.5.1. 检查主变保护动作高压侧断路器失灵,解除母差中的失灵保护出口“复合电压闭锁元件”的动作逻辑。

3.5.2. 检查断路器失灵保护的相电流判别元件在1.5倍整定值时动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。

4. 保护装置带负荷试验:

4.1. 220kv及以上电压等级的变压器首次冲击时应录波,不管差动保护正确与否都应投跳闸,在变压器运行正常正式带负荷之前,再将差动保护退出工作,然后利用负荷电流检查差动回路的正确性,在此过程中瓦斯保护应投跳闸。

4.2. 对于零序差动保护,在变压器第一次空投试验时应将零差保护硬压板断开,由于在变压器空投时,保护装置一般会起动,此时将保护装置故障报告中的零差电流的波形打印出来,若是从高压侧空投,则高压侧三相电流的波形与公共绕组侧三相电流的波形应该反相位。

4.3. 检查保护装置中电压、各单元电流的幅值、相位值,应与实际电压、潮流一致,极性、相位正确(相位以ua为基准,超前ua为正,滞后ua为负)若变压器所带负荷较小,无法判断,则应增加负荷至ta额定电流的10%以上。

4.4. 差动保护电流平衡检查:变压器带负荷后,可在保护装置显示屏的主接线画面上显示变压器的各相差流大小。按照在整定分接头状态下各相差流应不大于实际负荷电流的5%,三相差流之间差别不宜超过±20ma,其它分接头则根据实际情况分析。如不满足要求应检查装置中有关差动保护的各项整定值输入是否正确,变压器各侧ta极性是否正确,ta二次回路接触、绝缘是否良好等。

4.5. 对于有旁路断路器代主变断路器的运行方式时,还应检查保护装置在旁代情况下的最大差流值应满足4.4的要求。

4.6. 对新投保护还应该测量电流电压的六角图,与保护显示的幅值、相位应基本一致,否则应查明原因。

第8篇 主变压器操作规程办法

主变压器的操作规程

5.1 主变压器的投运操作

5.1.2主变压器外观检查应无异常,具备送电条件。

5.1.3主变压器继电保护装置均已投入运行。

5.1.4 主变压器有载分接开关位置正确(当110kv电源电压在115~117kv时,应在第+3~+6档)。

5.1.6 110kv室将需送电的隔离小车或断路器小车送入工作位置。

5.1.7 合上所投变压器的中性点接地隔离开关(1010或1020),并检查接触良好。

5.1.8 合上110kv断路器151(152,112)对变压器充电,并检查变压器空载运行情况。

5.1.9变压器投运正常后,断开1010(1020)中性点接地隔离开关。

5. 2 主变压器的停运操作

5.2.1合上1010(1020)中性点接地隔离开关。

5.2.2断开主变压器6kv侧断路器a1-601(a1-602)

5.2.3 用微机进行远控操作,断开151(112,152)断路器。

5.2.4 断开1010(1020)中性点接地隔离开关。

5.2.5 如转入冷备用状态则需断开相应的110kv隔离小车和6kv侧隔离开关。

第9篇 主变压器小修安全技术操作规程

(1)主变压器超温或温度异常升高

①认真监盘,控制负荷在额定值以内。

②根据天气、负荷情况合理投入散热器组数,冬季不得少于2组,夏季不得少于3组,未投用的冷却器应均匀置于备用、辅助位置。

③每年结合年度检修,对散热器进行清扫、冲洗,确保散热器无堵塞。

④当在同样负荷、温度条件下变压器油温异常升高,采取减负荷和加投冷却器仍不能降低时,应怀疑主变压器内部有缺陷,按规定要求申请停电检查处理。

⑤加强运行监视,注意观察本体温度计与远方温度计的指示,防止因温度计的误差引起误判断。

⑥运行中的冷却器阀门应正常开启,风扇、油泵应正常运转。

⑦主变压器出现超温现象时,每15min对主变压器巡视检查一次。

(2)有载调压滑挡

①检修后的变压器要对有载调压机构进行一个循环的试验,把好质量验收关。

②手动调挡时,操作人员要密切监视挡位变化情况,发现异常及时按下“紧急分闸”按钮。

③加强对电压无功综合控制装置的运行管理,确保有载调压自动调挡的正常运行。

④当发现调压装置有连动缺陷时,应暂停调压装置,并及时上报督促处理。

(3)轻瓦斯动作

①在主变压器油路上工作后应对轻瓦斯内存放的气体排放干净,防止轻瓦斯因空气进入而误动。

②严格油泵检修质量,防止油泵负压进气引起轻瓦斯动作。

3油泵因负压进气引起轻瓦斯动作后立即使用故障油泵并迅速检查处理。

④轻瓦斯动作后及时向调度及生产部门汇报,在情况不明时申请停电检查。